【基于MMC的储能式同相供电系统仿真验证分析案例4900字】

)采用MMC变流器直挂于牵引母线，根据牵引负荷的电压规定，将两侧端口电压有效值设为27.5kV。根据公式(5-1)，设电压调制比为0.9时，直流母线电压的大小为86.4kV，确定桥臂子模块数量N为16，为支撑直流母线电压子模块电容电压设为5400V，整个系统使用的子模块数量为64，输出端口电压电平数为33。1.2系统各工作模式仿真如上节所示，本文采用最近电平调制的MMC变流器，桥臂子模块数量N=16。为验证最近电平调制下高电平数提升波形质量降低谐波含量的特点，对桥臂子模块数量N分别为8与16的系统中整流逆变状态仿真分析如图5-1。仿真参数：电压27.5kV、端口传输功率±5MW。（a）N=8（b）N=16图5-1MMC变流器端口电压电流可见N=8的系统电流仿真波形中存在较为明显的谐波，而N=16的系统电流仿真波形中已无明显谐波。由两图整流逆变切换过程看，系统动态响应迅速，所用无差拍控制方法效果良好。1.2.1再生制动能量回收模式仿真分析在再生制动能量回收模式的模型仿真分析中，以系统各端口功率、三相不平衡度、子模块电容电压和储能单元SOC值为主要分析参数。再生制动能量回收模式仿真过程分为三个工况，依照再生制动功率大小和储能补偿工作情况来区分，分为工况一同相不补偿工况、工况二储能回收工况、工况三储能回收同相补偿工况。同相不补偿工况与储能回收工况的再生制动功率均为4MW，区别在于MMC变流器与储能装置是否工作回收再生制动能量；储能回收同相补偿工况下再生制动功率为15MW，牵引变压器、MMC变流器、储能装置均工作。对以上三种工况进行仿真验证，得到以下系统仿真波形图5-2、5-3、5-4、5-5，用以系统各端口功率流动、三相电网电压不平衡度、子模块电容电压和储能单元SOC值的分析，判断是否达到预期控制目标。图5-1再生制动模式，系统四端口功率流动图由图5-2可知，0~0.1s为同相不补偿工况，MMC变流器和储能装置不工作，4MW的再生制动功率完全由牵引变压器反馈回电网；0.1s~0.2s为储能回收工况，储能装置代替牵引变压器吸收4MW再生制动功率；0.2s~0.3s为储能回收同相补偿工况，再生制动功率增加至15MW，储能装置最大功率5MW小于15MW，MMC变流器工作，以不平衡度为零配置各端口功率，MMC变流器与牵引变压器以5MW功率一起反馈能量回电网。图5-3再生制动模式，三相电网电压电流波形由图5-3可知，同相不补偿工况下再生制动能量由牵引变压器全部反馈回电网，产生负序功率，三相电压不平衡度不为零；储能回收工况下储能装置工作吸收全部的再生制动能量，此时电网三相电流为零，无需考虑三相电压不平衡度；储能回收同相补偿工况下储能装置未能吸收的多余能量将由MMC变流器和牵引变压器共同承担，由于同相供电装置的负序补偿作用三相不平衡度为零。图5-4再生制动模式，子模块电容电压波形由图5-4可知，上下桥臂的子模块电压各自保持一致，上下桥臂间子模块电压以基频波动，可见MMC变流器运行稳定。在MMC变流器不工作时电容波动较小，由于该工作模式下MMC变流器功率不大，因此波动较小约为1%。0.1s可见子模块电压出现短暂失稳，说明储能装置开始均衡工作对与其并联的子模块电压产生影响。荷电状态(SOC)值代表储能装置含有的剩余电能，截取部分储能单元SOC值如图5-5所示。图5-5再生制动模式，储能装置SOC值在0~0.1s时，储能系统不工作SOC值基本保持不变，0.1s后储能装置开始充电，在SOC均衡控制下SOC值在上升的同时快速均衡一致，达到SOC均衡的目标。分析以上三种工况的仿真结果可知，在再生制动能量回收工作模式下，基于MMC的储能式同相供电系统达到了对再生制动能量回收和补偿负序的目标，各参数在工况切换时均保持稳定，系统工作效果良好并且动态响应迅速。1.2.2削峰放电模式仿真分析在削峰放电模式的模型仿真分析中，以系统各端口功率、三相不平衡度、子模块电容电压和储能单元SOC值为主要分析参数。削峰放电模式仿真过程分为三个工况，依照负荷功率提高和负序补偿目标降低的顺序进行，分为工况一同相不补偿工况、工况二同相完全补偿工况、工况三储能削峰同相部分补偿工况。其中，工况一、二的牵引负荷功率相同为16MW，但其功率配置不同。同相不补偿工况，MMC变流器与储能装置不工作。同相完全补偿工况，牵引变压器与MMC变流器一同工作；储能削峰同相部分补偿工况牵引功率为24.75MW，储能装置以全功率放电运行，牵引变压器和MMC变流器均工作。对以上三种工况进行仿真验证，得到以下系统仿真波形图5-6、5-7、5-8、5-9，用以系统各端口功率流动、三相电网电压不平衡度、子模块电容电压和储能单元SOC值的分析，判断是否达到预期控制目标。图5-6削峰模式，系统各端口功率变化图由图5-6可知，0~0.1s为同相不补偿工况，以不平衡度为零配置各端口功率，16MW的牵引负荷完全由牵引变压器承担；0.1s~0.2s为同相完全补偿工况，牵引变压器和MMC变流器功率相同均为8MW，负序完全补偿；0.2s~0.3s为储能削峰同相部分补偿工况，以不平衡度1.3%为限配置各端口功率，储能装置输出最大充放电功率5MW，剩余19.75MW功率由单相牵引变压器和MMC变流器提供，分别为14.75MW与5MW。图5-7削峰模式，系统三相电压和电流波形由图5-7可知，同相不补偿工况下MMC变流器不工作牵引负荷完全由牵引变压器提供，因此电网负序电流大，三相电压不平衡度达到2.13%，超过国标限制（1.3%）；同相完全补偿工况下MMC变流器工作且其功率等于牵引变压器功率，此时电网三相电流均衡，三相电压不平衡度为零，达成负序完全补偿目标；储能削峰同相部分补偿工况下牵引变压器承担主要负荷，由于同相供电装置的负序补偿作用三相不平衡度维持在1.3%。图5-8削峰模式，子模块电容电压波形由图5-8可知，上下桥臂的子模块电压各自保持一致，上下桥臂间子模块电压以基频波动，可见基于MMC的背对背变流器运行稳定。在同相供电装置不工作时电容波动较小，其波动大小与通过的功率正相关，最大波动小于2%。0.2s可见子模块电压出现短暂失稳，说明储能装置开始均衡工作对与其并联的子模块电压产生影响。荷电状态(SOC)值代表储能装置含有的剩余电能，截取部分储能单元SOC值如图5-9所示。图5-9削峰模式，储能装置SOC值在0~0.2s时，储能系统不工作SOC值基本保持不变，0.2s后储能装置开始放电，在SOC均衡控制下SOC值在下降的同时快速均衡一致，达到SOC均衡的目标。分析以上三种工况的仿真结果可知，在削峰放电工作模式下，基于MMC的储能式同相供电系统达到了对峰值牵引负荷进行削减和负序补偿的目标，各参数在工况切换时均保持稳定，系统工作效果良好并且动态响应迅速。1.2.3填谷充电模式仿真分析在填谷充电模式的模型仿真分析中。填谷充电模式仿真过程分为两个工况，储能填谷工况和储能最大填谷工况。其中，储能填谷工况中牵引负荷功率为4MW，且MMC变流器与储能装置均工作；储能最大填谷工况中，牵引变压器、MMC变流器和储能装置均工作；对以上三种工况进行仿真验证，得到以下系统仿真波形图5-10、5-11、5-12、5-13，用以系统各端口功率流动、三相电网电压不平衡度、子模块电容电压和储能单元SOC值的分析，判断是否达到预期控制目标。图5-10填谷模式，系统各端口功率变化图由图5-10可知，0~0.1s为储能填谷工况，储能装置以待填谷功率4MW充电，牵引变压器功率4MW；0.1s~0.2s为储能最大填谷工况，牵引负荷增大，牵引变压器和MMC变流器分别提供7MW和2MW功率，负序完全补偿。图5-11填谷模式，系统三相电压和电流波形由图5-11可知，填谷充电模式下，尽管储能填谷工况和储能最大填谷工况的牵引侧功率不同，但通过网侧和TT的功率相同均可以实现完全补偿三相电流均衡，三相电压不平衡度为零。图5-12填谷模式，子模块电容电压波形由图5-12可知，上下桥臂的子模块电压各自保持一致，上下桥臂间子模块电压以基频波动，可见MMC变流器运行稳定。在MMC变流器不工作时电容波动较小，其波动大小与该相变流器通过的功率正相关，最大波动小于2%。开始时可见子模块电压出现短暂失稳，说明储能装置工作对与其并联的子模块电压产生影响。荷电状态(SOC)值代表储能装置含有的剩余电能，截取部分储能单元SOC值如图5-13所示。图5-13填谷模式，储能装置SOC值两个工况中储能装置充电功率不同SOC变化速率不同，在SOC均衡控制下SOC值在上升的同时快速均衡一致，达到SOC均衡的目标。分析以上两种工况的仿真结果可知，在填谷充电工作模式下，基于MMC的储能式同相供电系统达到了在牵引负荷谷时储能装置充电和负序补偿的目标，各参数在工况切换时均保持稳定，系统工作效果良好并且动态响应迅速。1.3系统协调控制仿真在系统协调控制策略的模型仿真分析中，以系统各端口功率、三相不平衡度、子模块电容电压和储能单元SOC值为主要分析参数。表5-2为不同牵引负荷下对应的工作模式和补偿目标，对这5种工况进行连续运行仿真验证。其中工况一中设定9MW的牵引负荷功率，系统处于填谷充电模式；工况二中设定16MW的牵引负荷功率，系统处于削峰充电模式工况一；工况三中设定24.75MW的牵引负荷功率，系统处于削峰充电模式工况二；工况四中牵引负荷处于再生制动状态，设定11MW的再生制动功率，系统处于再生制动能量回收模式工况二。表5-2工况运行模式与补偿目标负荷大小/MW工作模式补偿目标/%工况一9填谷充电模式0工况二16削峰放电模式工况一0工况三24.75削峰放电模式工况二1.3工况四-11再生制动模式工况二0对以上四种工况进行模拟仿真，得到以下系统仿真波形图5-14、5-15、5-15、5-17，用以系统各端口功率流动、三相电网电压不平衡度、子模块电容电压和储能单元SOC值的分析，判断是否达到预期控制目标。图5-14协调控制，系统各端口功率变化图由图5-14可知，0~0.1s时负载功率为9MW小于填谷阈值，储能装置与MMC变流器均工作，以不平衡度为零配置端口功率，在对储能系统充电的同时补偿系统负序；0.1~0.2s时负载功率为16MW小于削峰阈值，储能装置不工作，以不平衡度为零配置端口功率，MMC变流器与牵引变压器各分担一半的牵引负荷为8MW；0.2~0.3s时负载功率为24.75MW大于削峰阈值，储能装置与MMC变流器均工作，此时负载较大以不平衡度1.3%为限配置端口功率，牵引变压器承担主要负荷14.75MW，剩余负荷由储能装置与MMC变流器提供各为5MW；0.3~0.4s时负载功率小于零，储能装置与MMC变流器均工作，以不平衡度为零配置端口功率，变流器牵引侧功率为-8MW，牵引变压器与变流器网侧功率均为-3MW。图5-15协调控制，系统三相电压和电流波形由图5-15可知，填谷充电模式与削峰放电工况一均实现了负序的完全补偿；削峰放电工况二中各端口功率以不平衡度1.3%配置，负序得到部分补偿；再生制动工况二中储能装置以最大充电功率工作，同相供电装置完全补偿且电流较小。图5-16协调控制，子模块电容电压波形由图5-16可知，上下桥臂的子模块电压各自保持一致，以基频波动，可见MMC变流器运行稳定。开始时储能装置工作，子模块电压略有失稳。0.3s时MMC变流器功率流向逆转，子模块电压出现跳变关于参考电压值的对称关系反转。整个协调控制仿真中子模块电压最大波动小于2%，符合保持子模块电压稳定的要求。截取部分储能单元SOC值如图5-17所示。图5-17协调控制，储能装置SOC在0~0.1s时，网侧给储能装置充电，各储能单元完成